PROGRAMACION DE LODOS DE PERFORACION ÍNDICE 1.-Introducción………………………………… Introducción……………………………………………………………… ………………………………………….. …………….. 3 2.-Objetivo……………………… Objetivo…………………………………………………… …………………………………………………………..4 ……………………………..4 3.-Definicion…………………………… Definicion………………………………………………………… …………………………………………………...4 ……………………...4 4.- Factores a considerar en la selección de fluidos de perforación……………………........4
4.1.4.1.-Factores ambientales………………………… ambientales……………………………………………………… ………………………………..............5 …..............5 4.1.1.-Zonas terrestres……………………………………… terrestres………………………………………………………………… …………………………….5 ….5 4.1.2.4.1.2.-Zonas terrestres……………………………………… terrestres…………………………………………………………………….5 …………………………….5 4.2.4.2.-condiciones de
seguridad…………………..…………………………………………...5 seguridad…………………..………………………… ………………...5
4.3.4.3.-Domos salinos……………………………… salinos…………………………………………………………… …………………………………………..6 ……………..6 4.4.4.4.- Alta temperatura temper atura y 4.5.4.5.- Pérdidas
presión……………………………………………………………..6 presión………………………………… …………………………..6
de circulación………………………… circula ción……………………………………………………… ………………………………………7 …………7
4.6.4.6.- Lutitas hidrófilas…………………………… hidró filas………………………………………………………… …………………………………………..8 ……………..8 4.7.4.7.- Logística…………………… Logística……………………………………………… ………………………………………………………… ………………………………...8 ...8 4.8.4.8.-Economico……………………………………………………………………………….8 5.5.-Características de un programa de fluidos…………………………………………………..9 5.1.5.1.-Un programa de fluidos debe especificar……………………………………………….9 5.2.5.2.-Tabla……………………………………………………………………………………10 6.6.-Características
del lodo a perforación…………………………………….10 perforación…………………………………… .10 6.1.6.1.- Nombre
vigilar
durante
la
del pozo:…………………………………………………………...………….10 pozo:…………………………………………………………...………….10
6.2.6.2.- Fecha……………………………… Fecha…………………………………………………………… ……………………………………………………10 ………………………10
Profundidad.………………………………………………………………… ……………………………………….11 ………….11 6.3.6.3.-Profundidad.…………………………………… Densidad………………………………………………………… ………………………………………………...1 ……………………...111 6.4.6.4.-Densidad……………………………… 6.5.-Filtrado………………………… Filtrado……………………………………………………… ……………………………………………………..…1 ………………………..…111 6.6.- Enjarre………………………………… Enjarre…………………………………………………………… ………………………………………………..1 ……………………..111
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6.7.-Viscosidad 7.-El daño
y PH…………………………………………………………………………12
a la formación…………………………………………………………………..13
7.1.-El lodo
base aceite…………………………………………………………………… 13
7.1.1.-Clasificacion………………………………………………………………………14 7.1.2.-Propiedades……………………………………………………………………….14 7.1.3.-Fluidos de perforación base
aceite (OBM)……………………………………….15
7.1.3.1.-Usos………………………………………………………………………… ..15 7.2.-El lodo
base agua …………………………………………………………………….15
7.2.1.-Clasificacion………………………………………………………………………16 7.2.2.-Tipos de lodos 7.2.2.1.-Lodos no
base agua………………………………………………………….16
dispersos……………………………………………………………16
7.2.2.2.-Lodos calados…………………………………………………………………16 7.2.2.3.-Lodos dispersos……………………………………………………………….16 7.2.2.4.-Lodos salinos…………………………………………………………………16 8.- Conclusión………………………………………………………………………………17
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1.-Introducción
El lodo de perforación es un líquido o gas capaz de circular a través de la sarta de perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular hasta la fecha un pozo de gas aceite no se puede perforar sin este concepto básico del lodo de circulación. Es una parte clave del proceso y el éxito de un programa de lodos de perforación depende de su diseño. En general los lodos de perforación, tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. Siempre hay un compromiso. Es de vital importancia seleccionar el lodo de perforación tomando en cuenta las Propiedades Fisicoquímicas del fluido encontrado en el yacimiento ya que de ello depende gran parte del éxito en la completacion.
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2.-Objetivos
Garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones de altas presiones
El objetivo esencial al diseñar y construir un pozo, es de obtener el máximo caudal que
permitan las características del yacimiento y las condiciones económicas. Se debe considerar que para perforar un pozo antes debe de elaborarse un programa, en el que aparezcan detalladas todas las operaciones a realizarse durante la construcción del pozo y todos los materiales que se emplearan en él, a continuación se presenta una metodología a seguir:
3.-Definición
Es reconocimiento de la importancia de la programación de diferentes tipos de lodos para la perforación.
Comprensión de los beneficios del equipo de control de sólidos.
Efectos del equipo en la reducción de desechos.
4.-Factores a considerar en la selección de fluidos de perforación
Una selección adecuada del fluido de perforación es de vital importancia para el éxito de la perforación, los errores en esta fase pueden resultar muy costosos y difíciles de corregir, para evitar estos errores es recomendable considerar los siguientes factores:
Factores ambientales
Aspectos de seguridad
Domos salinos
Alta temperatura y presión
Pérdidas de circulación
Lutitas hidrófilas
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Logística
Económico
4.1.-Factores ambientales: Con
frecuencia este factor es el de mayor peso para la selección
de la base (agua o aceite) del fluido de perforación. Las regulaciones ambientales son variadas y dependen de donde se encuentre localizado el pozo a perforar. 4.1.1.-Zonas marinas:
•
Fluorescencia
•
Biodegradación
•
Bio acumulación
4.1.2.-Zonas terrestres:
•
Contenido de cloruros
•
Metales pesados
•
PH y contenido de aceite
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4.2.-Condiciones de seguridad: La
seguridad es prioritaria, y el fluido seleccionado debe ser
capaz de mantener las características o propiedades requeridas para: •
Ejercer un efectivo control de la presión de formación.
•
Realizar una limpieza efectiva del pozo.
•
Debe mantener control sobre los contaminantes del área
•
Debe permitir la rápida densificación.
4.3.-Domos
salinos:
Cuando se tiene programado la perforación de un domo salino, la selección del fluido de perforación debe ser tal que evite los deslaves en la formación, la mejor solución para estos casos es un fluido base aceite saturado con sal. Si se opta por un fluido base agua también deberá estar saturado con sal. Los principales problemas al perforar un domo salino son: •
Descalibre del pozo.
•
Flujos de sal
•
Flujos de agua salada
•
Incremento de la densidad
•
Pérdidas de circulación
•
Contaminación del fluido de perforación
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4.4.-Alta temperatura y alta presión: Al perforar pozos con alta temperatura y presión, se
debe seleccionar el fluido que presente mejor estabilidad. El fluido base aceite (emulsión inversa) tiene un mejor desempeño en estas condiciones. Los problemas más comunes en estos pozos son:
•
Gelificación
•
Asentamiento de la barita
•
Inestabilidad termina
•
Variaciones en la densidad (disminución)
4.5.-Perdidas de circulación:
Si se va a perforar un pozo en una zona donde existe evidencia de que se puede presentar un perdida de circulación de gran magnitud, el tipo de fluido seleccionado debe ser el más simple y económico posible. Para estos casos el fluido base agua es el más recomendado y de ser posible fluidos aireados. La problemática en zonas de pérdida total:
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•
Manejo de grandes volúmenes de lodo
•
Logística
•
Costo
4.6.-Lutitas hidrófilas:
Cuándo se van a perforar zonas de lutitas hidrófilas (que adsorben agua), lo más recomendable es el uso de fluidos base aceite ya que un fluido base agua causaría una desestabilización de las lutitas por hinchamiento. La problemática más común es: •
Inestabilidad del pozo
4.7.-Logística: Debemos
considerar la logística para el acarreo del material químico y fluidos
para la preparación del lodo. Si el lugar es de difícil acceso será preferible un lodo base aguay si es en costa fuera lo mejor es utilizar un lodo preparado con agua de mar. •
Distancia.
•
Acceso
4.8.-Económico:
Deberá realizarse una lista con los fluidos que técnicamente sean capaces de
perforar el pozo con seguridad y eficiencia, realizar un comparativo y finalmente seleccionar el más económico. En el costo del fluido se debe considerar: •
Costo del fluido base.
•
Costo del mantenimiento.
•
Costo del tratamiento de los recortes
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5.-Características de un programa de fluidos
El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, daño a la formación, temperatura, hidráulica, geometría del pozo, profundidad, logística y de las restricciones ambientales del lugar. Estos deben ser formulados con las propiedades y características apropiadas para las operaciones que se realizaran, sin faltar por supuesto la evaluación económica. 5.1.-Un programa de fluidos debe especificar:
a. Los tipos de fluidos de perforación a utilizar por etapa de perforación. b. Los rangos de densidades necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la
formación en cada etapa. c. Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente. d. Aditivos de los fluidos requeridos para cada etapa. e. Problemas esperados y los procedimientos de control.
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Tabla sobre el programa del fluido de perforación
6.-Características del lodo a vigilar durante la perforación
Durante la intervención del pozo se lleva un registro de los fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento diario y corregir a tiempo posibles desviaciones. Las principales características que se controlan son: 6.1.- Nombre del pozo:
Cada pozo debe tener un nombre específico que lo diferencie de los demás pozos. Se debe incluir las coordenadas del mismo y una referencia longitudinal orientada, con respecto a un nivel de referencia fija. 6.2.- Fecha.-
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Se debe tener en cuenta la fecha desde que se comienza la perforación hasta que se termina en dicho pozo.
6.3.- Profundidad.La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentra
la estructura geológica
o
formación
seleccionada
con
posibilidades
de
contener petróleo .
6.4.-Densidad.-
Debe ser tal que la presión hidrostática originada en cualquier punto del hoyo, sea mayor que la presión de formación en el mismo punto. Puede variar de acuerdo a las necesidades del pozo por lo que se la puede determinar utilizando una balanza de lodo
6.5.-Filtrado
El líquido que se pierde por filtración hacia la formación es el filtrado y la velocidad relativa a la cual ocurre este fenómeno se conoce como la perdida de fluido o filtrado. La pérdida de fluido se afecta por la permeabilidad de la formación, por la presión diferencial entre el lodo y la formación; así como por las características de filtración del lodo. 6.6.- Enjarre
Dentro del pozo, el fluido de perforación--también conocido como "lodo" reviste el pozo con un residuo llamado "enjarre". Si el lodo no se varía de acuerdo a la clase de trabajo, el enjarre-que se muestra aquí en color marrón puede invadir la roca y tapar los poros entre los granos de la misma. El petróleo, que se muestra aquí en color verde, no puede penetrar esta barrera.
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Pero si se varía el fluido de perforación para adaptarse a las condiciones del pozo, no bloqueará el camino del petróleo. El petróleo entonces, encontrará su camino a través de los poros de la roca, a través del enjarre, y hacia el pozo.
6.7.-Viscosidad y PH
Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritos y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un determinado volumen de lodo.
Y PH son las condiciones de equilibrio químico de un lodo que marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas. La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores (sensibilidad
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alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son delicados para usarlos de forma habitual en el campo. En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentes productos. 6.8.- Entre otros tenemos
Punto de cedencia
Contenido de cloruros
Contenido de calcio
% de aceite
% de agua
% sólidos
Gelatinosidad
7.-El daño a la formación
La eliminación del daño a la formación causado por los fluidos durante la perforación es sumamente costoso, debido a que se tienen que realizar operaciones de estimulación y en ocasiones hasta fracturamientos. Después de analizar y considerar los factores mencionados, estamos en posibilidad de seleccionar la base del fluido de perforación a utilizar en cada etapa del pozo. Si seleccionamos un fluido base agua y vamos a perforar una etapa donde tengamos lutitas hidrófilas es necesario conocer las características mineralógicas de dicha formación para prevenir problemas de inestabilidad del pozo. Los indicadores más comunes de inestabilidad son: •
Presencia de derrumbes.
•
Tendencia al empacamiento de la sarta de perforación.
•
Excesivos arrastres al sacar la sarta.
•
Continuos repasos de agujero al meter la sarta.
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•
Altos torques.
•
Constantes pegaduras de la sarta
7.1.-El lodo base aceite
Al entrar en contacto con la formación productora puede formar emulsiones obstruyendo por completo el flujo de hidrocarburos. También son aquellos en los cuales el aceite es la base del fluido. Se le denomina “lodo base
aceite “sí su contenido de agua es de 1 a 15 %, y si su contenido es de 15 a 50 % de agua se denomina “emulsión inversa”.
7.1.1.-Clasificacion: Los lodos de perforación a base aceite pueden clasificarse en:
Fase líquida: Aceite, con una fase de agua dispersa
Fase sólida: Material densificante (barita)
Fase química: Emulsificantes
7.1.2.-Propiedades: Algunas de sus propiedades son:
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Aumentan la zarta de perforación. Evitan la corrosión de la broca y sarta. Evitan daño de formación Evitan problemas de arcillas sensibles. Son estables a altas temperaturas (200 ºF). Su principal desventaja se encuentra en: costo inicial y mantenimiento, dificultad de identificar zona productoras por medio de los cortes. 7.1.3.-Fluidos de perforación base aceite (OBM):
Son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o minerales de éste. Las cuales tienen las siguientes propiedades: Relación aceite/agua. Tipo de emulsificador y concentración. Contenidos de sólidos. 7.1.3.1.-Usos Perforación y corazonamiento de zonas productoras. Perforación con problemas de estabilidad de poz os- arcillas sensibles. Perforación de pozos profundos a altas temperaturas y presiones.
7.2.-El lodo base agua
Al entrar en contacto con la formación productora (cuyo contenido de arcilla sea importante) puede desestabilizar las arcillas y ocasionar un bloqueo o reducción de la permeabilidad. Los lodos de perforación a base agua también se pueden clasificar como:
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7.2.1.-Clasificacion.- Los
lodos de perforación a base agua también se pueden clasificar
como:
Fase líquida: Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona
Fase sólida: Material densificante y viscosificante (barita y bentonita)
Fase química: Productos químicos
7.2.2.-Tipos de lodos base agua: Estos son algunos de los tipos de fluidos base agua: 7.2.2.1.-Lodos no dispersos:
Presentan composición básica de agua y bentonita sódica. No contienen adelgazantes.
Se denominan lodos primarios
No soportan altas temperaturas.
Afectan arcillas sensibles.
7.2.2.2.-Lodos calados:
Se obtienen por adición de cal apagada Ca(OH)2 y yeso en altas concentraciones. De esta forma la arcilla bentonítica sódica se transforma en arcilla cálcica (lodos calados).
Controla perforaciones de gas.
7.2.2.3.-Lodos dispersos:
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Se utilizan para perforar a grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas.
Presentan como característica principal, la dispersión de arcillas constitutivas (adición de lignitos que disminuyen la viscosidad).
Alta resistencia a la temperatura.
7.2.2.4.-Lodos salinos:
Son aquellos cuya fase continúa es agua salada. Con una concentración mínima de 10000ppmde NaCl (1% en peso).
Utiliza como fase dispersa la arcilla attapulguita.
Se usan para perforar formaciones salinas o formaciones afectadas por la presencia de agua dulce.
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8.- Conclusión
Los fluidos juegan un papel importante en cualquier proceso. Para las reparaciones, terminaciones y perforación, la condición del fluido puede incrementar el rendimiento general del equipo y minimizar el daño potencial a la formación. Los fluidos deben ser controlados de cerca para asegurar que cumplen con todas las especificaciones. El control de los fluidos en las piletas o en los tanques puede indicar la presencia de problemas en el pozo. El tiempo es dinero: esto es evidente cuando se observan las facturas de las actividades que fueron mal realizadas. Los costos del equipo se incrementan y otros servicios también se ven afectados. No se espera que los jefes de equipo y los perforadores sean ingenieros de lodo, pero cambios en los manómetros de la consola de perforación pueden reflejar cambios en las propiedades de flujo o en las condiciones del pozo. El fluido utilizado es como la sangre en el cuerpo humano. Circula a través del sistema, y si acontece algún problema una simple prueba puede ayudar a evaluar el problema. Pruebas sobre los fluidos deben ser llevadas a cabo de manera regular por el ingeniero de lodo y el equipo de trabajo. Cualquier cambio debe ser reportado.
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Finalmente, ya que muchos fluidos de los campos de petróleo son peligrosos, la seguridad nunca está suficientemente recomendada.
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